Учебная работа. Проектирование электрической части ТЭЦ

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Проектирование электрической части ТЭЦ

Проектирование электрической части ТЭЦ

1.Выбор генераторов, трансформаторов, главной схемы электрических соединений и схемы нужд

1.1 Выбор генераторов

Выбор генераторов производиться по заданной номинальной мощности. В соответствии с исходными данными для проектирования, необходимо выбрать три синхронных генератора мощностью 100 МВт и номинальным напряжением 10 кВ каждый. Выбираются генераторы ТВФ-120-2У3: охлаждение — водородное форсированное (непосредственное охлаждение обмотки ротора, стали статора и косвенное — обмотки статора), возбуждение от машинного возбудителя переменного тока повышенной частоты, соединенного непосредственно с валом генератора через отдельно стоящее выпрямительное устройство, тип возбудителя — ВТД-490-3000У3, схема соединения обмоток статора — YY, число выводов — 9, общая масса генератора без возбудителя и фундаментных плит — 127,94 т. остальные параметры генератора указаны в таблице 1.

Таблица 1 — параметры генератора ТВФ -120-2У3

Sном, МВ×АPном, МВтUном, кВIном, кАcosjxd», о.е.12510010,56,8750,80,192

1.2Построение графиков нагрузки

Потребитель 1.

Величина максимальной активной мощности , МВт

(1.1)

основным является зимний суточный график рабочего дня. Его максимальная нагрузка Pmax принимается за 100% и ординаты всех остальных графиков задаются в процентах относительно этого значения.

Величина максимальной реактивной мощности Qmax, МВАр

(1.2)

Величина полной мощности потребителей Smax, МВА

(1.3)

потребитель 2.

Величина максимальной активной мощности

Величина максимальной реактивной мощности Qmax

Величина полной мощности потребителей Smax

Таблица 2 — Данные для построение годовых графиков нагрузки

Р, %Число часов использования нагрузки в сутках, ч.Число часов использования нагрузки в году, ч.потребители IПотребители IIР, МВтQ, МВАрS, МВАР, МВтQ, МВАрS, МВА456219025,225,713672549070273039,239,99561128414078273043,6844,5662,4124,893,6156793109544,2445,1363,2126,494,8158803109544,845,71641289616083136546,4847,4266,4132,899,6166863109548,1649,1368,8137,6103,217290136550,451,4272144108180100310955657,1380160120200

рисунок 1 — Годовой график нагрузки потребителя I

рисунок 2 — Годовой график нагрузки потребителя II

1.3Составление вариантов структурной схемы станции

В первую очередь при проектировании электростанции составляются возможные варианты структурных схем, показывающие основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства, генераторы, трансформаторы, линии), их назначение и взаимосвязь.

При рассмотрении вариантов структурных схем необходимо составить несколько вариантов и привести три, которые наиболее возможны.

При проектировании структурной схемы ТЭЦ определяется вид исполнения блоков генератор-трансформатор. В рассматриваемом случае максимально-возможная нагрузка на генераторном напряжении составляет 28% от мощности двух генераторов, поэтому рассматриваются варианты с блочной схемой построения без строительства генераторного РУ (ГРУ). конструкция комплектного РУ (КРУ) имеет ряд достоинств перед ГРУ (меньший объем монтажных работ, ячейки с оборудованием расположены в два ряда, а сборные шины в один ряд, большая надежность, проще эксплуатация РУ, значительно сокращаются затраты на его сооружение).

На проектируемой электростанции присутствуют РУ двух напряжений: 110 и 330 кВ. Связь между РУ высокого напряжения (ВН) и среднего напряжения (СН) осуществляется двумя автотрансформаторами связи. Связь с системой осуществляется на напряжении 330 кВ двумя линиями электропередачи (ЛЭП).

Выбор распределительного устройства на генераторном напряжении осуществляется, исходя из соотношения полной мощности нагрузки на низшем напряжении, и мощности двух генераторов с учетом коэффициента собственных нужд

, (1.4)

где Pmax — максимальная активная мощность потребителя, МВт;

PномG — номинальная мощность генератор, МВт;

α — коэффициент собственных нужд, зависит от вида топлива ТЭЦ.

При питании потребителя I от двух генераторов

<30%.

Следовательно, необходимо рассмотреть питание нагрузки по блочному принципу, то есть сооружение КРУ.

Определяется количество генераторов необходимое для покрытия нагрузки на РУ 110 кВ с учетом местной нагрузки на генераторном напряжении

, (1.5)

.

Количество генераторов на РУ 110 кВ без связи с КРУ

(1.6)

.

рисунок 3 — Первый вариант структурной схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ

рисунок 4 — Второй вариант структурной схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ

рисунок 5 — Третий вариант структурной схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ

Выбор окончательной схемы станции производится на основании технико-экономического сравнения этих двух вариантов.

1.4Выбор трансформаторов

Для выбора трансформаторов необходимо определить их загрузку во всех режимах работы с учетом генерируемой мощности, мощности, идущей на собственные нужды (в данном случае принимается ) и мощности потребителей. Для трехобмоточных трансформаторов нужно определить перетоки мощностей. Графики загрузки трансформаторов строятся исходя из заданного графика работы потребителей. По заданию курсового проекта в качестве нагрузок РУ принимается станкостроительная промышленность. Ее график приведен на рисунке 6.

рисунок 6 — Суточный график нагрузки предприятия (станкостроительное)

Выбор трансформаторов подразумевает определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов проектируемой электростанции.

Для выбора трансформаторов используются нижеприведённые данные, :

-мощность генераторов ;

-максимальная нагрузка на РУ 10 кВ

-минимальная нагрузка на РУ 10 кВ

-максимальная нагрузка на РУ 110 кВ

-минимальная нагрузка на РУ 110 кВ

-расход на собственные нужды для ТЭЦ, работающей на газу, принимается 5% от мощности генератора с коэффициентом мощности о.е., при коэффициенте спроса .

Расход активной мощности на собственные нужды одного турбогенератора, МВт

где — номинальная активная мощность генератора.

Расход реактивной мощности на собственные нужды одного турбогенератора, Мвар

(1.8)

Реактивные мощности нагрузок в максимальном режиме, Мвар,

(1.9)

Реактивные мощности нагрузок в минимальном режиме, Мвар,

(1.10)

Выбор трансформаторов для первого варианта структурной схемы

Мощность блочных трансформаторов Т1, Т2, МВА:

(1.11)

Выбираются трансформаторы: Т1, Т2 типа ТРДЦН-125000/110, трансформатор Т3 типа ТДЦ-125000/110.

Для определения мощности автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 определяются перетоки мощности в трех режимах.

Мощность автотрансформаторов связи АТ1, АТ2 , МВА,

(1.12)

где — суммарная величина номинальных значений активных мощностей генераторов, присоединенных к сборным шинам, МВт;

— суммарная величина номинальных значений реактивных мощностей генераторов, присоединенных к сборным шинам, МВ×Ар;

— активная нагрузка на генераторном напряжении, МВт;

— реактивная нагрузка на генераторном напряжении, МВАр;

— активная нагрузка собственных нужд, МВт;

— реактивная нагрузка собственных нужд, МВА.

максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим — отключение генератора (G3) в максимальном режиме

Условие выбора номинальной мощности автотрансформатора связи , МВА

(1.13)

где — наибольшая мощность из трех режимов, МВА;

— коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, kп=1,4;

n — число параллельно работающих автотрансформаторов, шт.

Выбираются автотрансформаторы связи АТ1, АТ2 типа АТДЦТН-200000/330/110.

Выбор трансформаторов для второго варианта структурной схемы

Мощность блочных трансформаторов Т1, Т2 определяется аналогично выбору первого варианта схемы.

Выбираются трансформаторы: Т1, Т2 типа ТРДЦН-125000/110.

Для выбора автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 необходимо знать переток мощности через один автотрансформатор в максимальном, минимальном и аварийном режиме работы. Аварийным режимом считается отключение генератора G2, перегрузка автотрансформатора учитывается коэффициентом допустимой перегрузки 1,4.

Переток мощности на ступени 10 кВ.

Мощность, протекающая через обмотки НН автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 в максимальном, минимальном и аварийном режиме работы , , .

Максимальный режим,

минимальный режим

Аварийный режим (отключение генератора G2)

Переток мощности на ступени 110 кВ.

Мощность, протекающая через обмотки СН автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 в максимальном, минимальном и аварийном режиме работы , , , МВА

максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим (отключение генератора G2),

Переток мощности на ступени 330 кВ.

Мощность, протекающая через обмотки ВН автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 в максимальном, минимальном и аварийном режиме работы , , , МВА

максимальный режим

Минимальный режим, МВА,

Аварийный режим (отключение генератора G2)

рисунок 7 — Схема перетоков мощности через автотрансформаторы связи АТ1 и АТ2 для схемы №2

выбираем автотрансформаторы по режиму минимальных нагрузок, так как там самый большой переток. В этом режиме автотрансформатор работает в комбинированном режиме (перетоки мощности идут с обмоток НН и СН на ВН).

(1.14)

(1.15)

(1.16)

Условие выбора номинальной мощности автотрансформатора связи

Выбираются два автотрансформатора связи с номинальной мощностью 200 МВА типа АТДЦТН-200000/330/110.

Обмотка НН выбранного автотрансформатора проверяется по условию

(1.17)

Условие не выполняется, поэтому выбираются автотрансформаторы с большей мощностью. Для данной схемы невозможно подобрать автотрансформаторы, так как при больших мощностях изменяется класс напряжении, неподходящих для данной схемы. поэтому эта схема исключается из дальнейших расчётов.

Выбор трансформаторов для третьего варианта структурной схемы

Мощность блочных трансформаторов Т2, Т3 определяется аналогично выбору для первого варианта.

Выбираются трансформаторы: Т2, Т3 типа ТРДЦН-125000/110, Т1 без устройства РПН типа ТДЦ(ТЦ) — 200000/330

Переток мощности

выбираем автотрансформаторы по аварийному режиму, так как там самый большой переток. Номинальная мощность автотрансформатора

Выбираются автотрансформаторы типа АТДЦТН-125000/330/110.

Результаты расчета приведены в таблице 2, а параметры выбранных трансформаторов — в таблице 3.

Таблица 3 — параметры трансформаторов

Тип, МВАНапряжение обмоток, кВ, %потери, кВтВНСНННТРДЦН-125000/110125115-10,511105400ТДЦ — 125000/110125121-10,510,5120400ТДЦ — 125000/330125347-10,511125380

Выбор трансформаторов собственных нужд

На каждый блок устанавливается один трансформатор собственных нужд (ТСН). Мощность ТСН выбирается по условию, МВА

,(1.18)

,(1.19)

.

Выбираются трансформаторы собственных нужд типа ТМНС — 6300/10/6.

Принимается блочное исполнение ТЭЦ.

РУ собственных нужд выполняются с одной системой сборных шин. Количество секций 6 кВ — по одной на каждый энергоблок (мощность энергоблока 100 МВт). каждая секция присоединяется к рабочему ТСН через выключатель. Присоединение ТСН с блоку выполняется отпайкой от пофазно-экранированного токопровода.

В рассматриваемой схеме блочной ТЭЦ с генераторными выключателями на всех энергоблоках устанавливаются резервные ТСН (РТСН). Мощность РТСН должна обеспечить замену рабочего ТСН и одновременно пуск одного котла или турбины. Количество РТСН на блочной ТЭЦ при трех энергоблоках принимается — два: один подключается к сети, второй не подключается (готов к замене). Мощность РТСН принимается равной мощности рабочего ТСН.

резервный ТСН подключается к РУ СН 110 кВ.

Подключение РТСН к РУ ВН экономически не выгодно, т. к. стоимости ячейки в РУ ВН и трансформатора с ВН на 330 кВ больше чем стоимость ячейки в РУ СН и трансформатора с ВН на 110 кВ. Подключение РТСН к НН автотрансформатора требует обеспечения допустимого колебания напряжения на шинах СН при регулировании напряжения на нём и соблюдение условия самозапуска электродвигателей, что является усложнением расчёта. Подключение РТСН отпайкой к энергоблоку не обеспечивает требования связи с энергосистемой при отключении трансформатора данного блока по причине аварии или вывода его в ремонт. Параметры выбранных трансформаторов в таблице 4.

Таблица 4 — Параметры ТСН и РТСН

Тип, МВАНапряжение обмоток, кВ, %потери, кВтВНННТСН: ТМНС-6300/106,310,56,68846,5РТСН: ТМН-6300/1106,31156,610,510441.5Технико-экономическое сравнение вариантов главной схемы станции

Экономическое обоснование схемы электрической станции необходимо проводить, используя критерий минимума дисконтированных издержек, ДИ тыс. руб.

, (1.20)

гдеДИ — дисконтированные Издержки каждого из вариантов;

КΣ — суммарные капитальные вложения;

Ио,р — издержки на ремонт и обслуживание;

ИΔW — издержки на возмещение потерь электрической энергии;

i — коэффициент дисконтирования, i = 0,12;

Tр — расчётный период, равный 22 года.

Выполняется расчет потерь электроэнергии.

Потери электроэнергии в трансформаторе, МВт×ч,

,(1.21)

где — потери мощности холостого хода, кВт;

— потери мощности короткого замыкания в обмотках, кВт;

— расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВА;

— номинальная мощность трансформатора, МВА;

продолжительность работы трансформатора, ч.;

— время максимальных потерь, определяется в зависимости от количества часов использования максимальной нагрузки Тнб, ч.

Годовые издержки на обслуживание и ремонт , тыс. руб.

, (1.22)

где р — норма отчислений на ремонт и обслуживание, о.е.

Продолжительность работы блочного трансформатора , ч

, (1.23)

где — время часов в году;

— время ремонта трансформатора, ч.

время максимальных потерь, ч

(1.24)

Потери электроэнергии в автотрансформаторе, МВт×ч

, (1.25)

где индексы В, С, Н — величины, относящиеся соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения. значения , , определятся для соответствующих Тнб по (1.23).

потери мощности к.з. в обмотках ВН, СН, НН , , , кВт

= (1.26)

Если обмотка НН автотрансформатора не загружена, то , МВт×ч

потери электроэнергии в параллельно работающих трансформаторах, МВт×ч

. (1.28)

Издержки на потери электроэнергии для каждого из вариантов , руб.

.(1.29)

где — стоимость кВт×ч электроэнергии,;.

капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схемы. Расчет капитальных затрат приводятся в таблице 5.

Таблица 5 — Определение затрат на капитальные вложения

Тип оборудованияСтоимость единицы, тыс. руб.Вариант 1Число единиц, шт.Общая стоимость, тыс. руб.ТрансформаторыТРДЦН-125000/1101961196ТДЦ-125000/1101402280АТДЦТН-200000/330/1102912582электрические аппараты и оборудованиеЯчейки ОРУ 110 кВ42,610426Ячейки ОРУ 330 кВ1384552Ячейки КРУ 10 кВ1,484059,2Реактор РБСД 10-2х1600-0,14У31,7523,5Генераторный выключатель35,6271,2Общая стоимость2169,9С учетом индекса роста цен k = 150325485

годовые издержки на ремонт и обслуживаение

Для трансформаторов Т1, Т2, Т3 .

время максимальных потерь для трансформаторов Т3 (1.24)

Потери энергии в трансформаторах Т3 (1.27)

.

Для определения потерь энергии в трансформаторе Т1 (Т2) заполняется таблица 6 перетоков мощности через данные трансформаторы.

Таблица 6 — значения перетоков мощности через один трансформатор (Т1 или Т2)

Время, ч/год21907307301095109536510953651095, МВт100100100100100100100100100, МВт444444444, МВт (10 кВ)12,619,621,8422,1222,423,2424,0825,228, МВт83,476,474,1673,8873,672,7671,9270,868

По таблице 6 определяется время использования наибольшей нагрузки .

Время максимальных потерь для трансформатора Т1 (Т2) (1.24)

Расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора Т1 (Т2)

.

потери энергии в трансформаторе Т1 (Т2)

Для определения потерь энергии в автотрансформаторах АТ1 и АТ2 заполняется таблица 7 перетоков мощности через данные автотрансформаторы.

Таблица 7 — значения перетоков мощности через АТ1 (АТ2)

время, ч/год21907307301095109536510953651095, МВт300300300300300300300300300, МВт121212121212121212, МВт (10 кВ)25,239,243,6844,2444,846,4848,1650,456, МВт (110 кВ)72112124,8126,4128132,8137,6144160, МВт190,8136,8119,52117,36115,2108,72102,2493,672

По таблице 7 определяется время использования наибольшей нагрузки

Время максимальных потерь для автотрансформатора АТ1 (АТ2) (1.24)

Расчетная (максимальная) нагрузка автотрансформатора АТ1 (АТ2) .

.

Потери энергии в автотрансформаторе АТ1 (АТ2) (1.27)

Суммарные потери для схемы 1

Издержки на потери электроэнергии

,

Дисконтированные Издержки, ДИ (1.20)

Таблица 8 — Определение затрат на капитальные вложения

Тип оборудованияСтоимость единицы, тыс. руб.Число единиц, шт.Общая стоимость, тыс. руб.ТрансформаторыТРДЦН-125000/1101962392ТДЦ-125000/3301861186АТДЦТН-125000/330/110238,52477электрические аппараты и оборудованиеЯчейки ОРУ 110 кВ42,69383,4Ячейки ОРУ 330 кВ1385690Ячейки КРУ 10 кВ1,484059,2Реактор РБСД 10-2х1600-0,14У31,7523,5Генераторный выключатель35,6271,2Общая стоимость2262,3С учетом индекса роста цен k = 150339345

годовые издержки на обслуживание и ремонт

Для трансформатора ТРДЦН-125000/110 .

Для трансформатора ТДЦ-125000/330 .

время максимальных потерь для блочного трансформатора Т1 (1.24)

потери энергии в трансформаторе Т1 (1.27)

Значения перетоков мощности через один трансформатор (Т2 или Т3) такие же как в Схеме 1.

время максимальных потерь для трансформатора Т2 (Т3) (1.24)

Расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора Т2 (Т3)

.

Потери энергии в трансформаторе Т2 (Т3) (1.27)

Для определения потерь энергии в автотрансформаторах АТ1 и АТ2 заполняется таблица 9 перетоков мощности через данные автотрансформаторы.

Таблица 9 — значения перетоков мощности через АТ1 (АТ2)

время, ч/год21907307301095109536510953651095, МВт200200200200200200200200200, МВт888888888, МВт (10 кВ)25,239,243,6844,2444,846,4848,1650,456, МВт (110 кВ)72112124,8126,4128132,8137,6144160, МВт94,840,823,5221,3619,212,726,242,424

По таблице 9 определяется время использования наибольшей нагрузки

Время максимальных потерь для автотрансформатора АТ1 (АТ2) (1.24)

Расчетная (максимальная) нагрузка автотрансформатора АТ1 (АТ2)

.

Потери энергии в автотрансформаторе АТ1 (АТ2)

Суммарные потери для схемы 3

Издержки на потери электроэнергии

Дисконтированные Издержки, ДИ (1.20)

тыс. руб.

Исходя из критерия минимума дисконтированных издержек к дальнейшему рассмотрению принимается вариант ТЭЦ со структурной схемой №3.

1.6Выбор и обоснование схем РУ всех напряжений

Определяющими критериями при выборе схем РУ являются надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания и оперативная (техническая) гибкость.

Для РУ 110 кВ при девяти присоединениях выбирается схема «две системы сборных шин с обходной системой сборных шин». Схема предусматривает наличие одного обходного (ОВ) и одного шиносоединительного выключателя (ШСВ). В нормальном режиме схема работает с фиксированным распределением присоединений (ШСВ включен). Выбор данной типовой схемы на РУ 110 кВ обусловлен тем, что при имеющемся достаточно большом количестве присоединений две системы сборных шин делят схему на две части, повышая надёжность работы РУ. Деление схемы позволяет ограничить токи короткого замыкания (к.з.). наличие ШСВ в схеме позволяет поочерёдно ремонтировать системы сборных шин, наличие ОВ и обходной системы сборных шин позволяет выполнять ремонт выключателя присоединения без его отключения.

Для РУ 330 кВ при пяти присоединениях выбирается кольцевая схема «пятиугольник». Выбор обусловлен вышеперечисленными определяющими критериями. Класс напряжения РУ ВН — 330 кВ определяет необходимость выбора кольцевой схемы для повышения надёжности работы РУ.

Для КРУ 10 кВ при двадцати отходящих линиях выбирается схема «две секционированные системы сборных шин». Применение данной схемы на КРУ позволяет снизить стоимость монтажа, широко применять механизацию и уменьшить время сооружения РУ. Схема достаточно надёжна, экономична, проста в эксплуатации, имеет возможность расширения без значительных строительных затрат. На каждое присоединение предусматривается один выключатель. Нагрузка распределяется равномерно по секциям, для этой цели используются сдвоенные реакторы. Авария или ремонт на одной секции приводит к отключению четверти присоединений.

2.Расчет токов короткого замыкания

2.1Определение расчетных условий КЗ

Для сокращения объема вычислений обычно используется тот факт, что в электроустановках существуют группы цепей, которые в отношении режима к.з. находятся примерно в одинаковых условиях. Это обстоятельство позволяет разбить всю схему электроустановки на зоны, в которых устанавливаются те или иные общие расчётные условия.

Токи КЗ рассчитываются на каждом напряжении.

Расчетное время для определения токов КЗ , с

, (2.1)

где — собственное время отключения выключателя, с;

— время действия релейной защиты, .

время отключения КЗ, требуемое для оценки термической стойкости аппаратов , с

, (2.2)

где — время срабатывания релейной защиты, ;

— полное время отключения выключателя, с.

Предварительно намечается установка воздушных выключателей на РУ ВН, РУ СН и в цепи генераторов.

параметры выключателей:

кВ — ВВГ и ,

,

.

кВ — ВВБМ и ,

,

.

кВ — ВВ и ,

,

.

2.2Расчет параметров схемы замещения

Расчет выполняется в относительных единицах по упрощенному методу. Базисная мощность принимается базисное напряжение ступени — средненоминальное напряжение, [2;§ 3.3б].

Рассчитываются базисные токи для каждой ступени напряжения , кА

, (2.3)

,

,

,

.

ЭДС системы , о.е.

, (2.4)

.

Сопротивление системы , о.е.

, (2.5)

Сопротивление линий , о.е.

, (2.6)

ЭДС генератора, о.е.

, (2.7)

Сопротивление генератора , о.е.

, (2.8)

Сопротивление трансформатора , о.е.,

, (2.9)

Сопротивление автотрансформаторов связи , о.е.

, (2.10)

, (2.11)

, (2.12)

Сопротивление ТСН

Сопротивление РТСН

По главной схеме (рисунок 6) составляется схема замещения, изображённая на рисунке 8.

рисунок 10 — Схема замещения для расчётов токов КЗ

2.3Расчет токов КЗ

Расчёт выполняется вручную и по программе «TKZ_Win_Pro» для точки К5 (рисунок 10), сравнение результатов — в таблице 10.

Первый этап преобразования схемы замещения.

Эквивалентируются ветви с и , (рисунок 11).

, (2.13)

, (2.14)

, (2.15)

Рисунок 11 — Первый этап преобразования схемы замещения

второй этап преобразования схемы замещения.

Эквивалентируются ветви с и , (рисунок 12).

, (2.16)

, (2.17)

, (2.18)

Рисунок 12 — Второй этап преобразования схемы замещения

Периодическая составляющая тока к.з. в начальный момент в системе , о.е.

, (2.19)

о.е.

Периодическая составляющая тока к.з. в начальный момент в генераторе 1 , о.е.

, (2.20)

о.е.

Для определения удалённости генераторов Г2 и Г3 от точки к.з. необходимо найти периодическую составляющую тока к.з. в генераторах в начальный момент времени.

По схеме (рисунок 11)

, (2.21)

, (2.22)

Номинальный ток генератора Г1, Г2, Г3 , А

, (2.23)

Удалённость генератора Г1 от точки к.з.

Удалённость генератора Г2, Г3 от точки к.з.

Суммарное

, (2.24)

выполняется пересчет в именованные единицы для ступени 10 кВ.

, (2.25)

,

,

.

Ударный ток КЗ , кА

, (2.26)

где — ударный коэффициент, ,.

,

,

.

периодическая составляющая тока к.з. для момента , кА в точке К5

, (2.27)

.

периодическая составляющая тока к.з. от генератора Г1 в момент времени τ , кА

, (2.28)

где — кратность периодической составляющей тока к.з. в начальный момент к номинальному, [2, § 3.3ж], для и .

.

.

Апериодическая составляющая тока , кА

, (2.29)

где — постоянная времени затухания апериодической составляющей, с [2;§ 3.3е], ,.

,

.

Апериодическая составляющая тока к.з. для момента , кА в точке К3

, (2.30)

2.4Расчёт теплового импульса

Тепловой импульс ,

, (2.31)

где — интеграл Джоуля от периодической составляющей тока к.з., ;

— интеграл Джоуля от апериодической составляющей тока к.з., .

Тепловой импульс от периодической составляющей тока к.з.,

генератор трансформатор затрата электрический

(2.32)

где — относительный интеграл Джоуля, о.е., для ;

— относительный интеграл от действующего значения периодической составляю-щей тока в месте к.з., обусловленной действием генератора, о.е., для [3;§ 5.5].

Так как выполняется условие , тепловой импульс от апериодической составляющей тока к.з.,

(2.33)

Тепловой импульс , , (2.31)

Библиографический список

1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. электрическая часть электростанций и подстанций [Текст]: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.: ил.

. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций [текст]: Учебник для техникумов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 648 с.

3. Васильев А.А. электрическая часть станций и подстанций [Текст]: учебник для вузов/ А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова и др. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 576 с.

4. Опалев Л.И. Схемы и подстанции электроснабжения: справочник [текст]: учебное пособие. — М.: ФОРУМ: ИНФА-М, 2006. — 480 с. — (высшее образование).

. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. [текст] — 6-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 648 с.: ил.

6. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств [текст]. — М.: Энергоатомиздат, 1985.

. Проектирование электрической части станций и подстанций [текст]: Учебное пособие для вузов / Ю.Б. Гук, В.В. Кантан, С.С. Петрова.-Л.: Энергоатомиздат. Ленинград. отд-ние 1985.

. Васюра, Ю.Ф. Расчеты параметров трехфазного короткого замыкания [Текст]: Учебное пособие. — Киров, изд. Кировский облкомстат, 2004. — 145 с.

Учебная работа. Проектирование электрической части ТЭЦ